摘要： 本文介绍了上催树里3A电站水轮机的结构特点及其运行情况，并对运行过程中出现的一些问题提出了解决的办法。

关键词： 上催树里3A电站水轮机结构 运行维护

1 前言

上崔树理3A 水电站是一座位于尼泊尔拉苏瓦县和努瓦科特县之间崔树理河的径流式水电站。该电站的开发目标为单一水力发电工程。该电站主要由挡水闸坝、取水明渠、低压引水隧洞、调压井、高压管道、地面厂房及开关站等建筑物组成。水库正常蓄水位870.5m，死水位861.5m。崔树理河泥沙是由洪水带来，具有水大则沙大的特点，石英是悬移质泥沙的主要矿物成分。电站总装机容量为61.2MW（2×30.6MW），电站设计引用流量为52m³/s。

2 水轮机基本参数

2.1型号：HLA685—LJ—183；

转轮公称直径D₁：1.83m；

额定水头：133.41m；

最大水头：143.57m；

最小水头：133.41m；

额定功率：31.4MW；

设计流量：25.741m³/s；

额定转速：428.6r/min；

飞逸转速：825r/min；

效率：93.2%：

旋转方向：俯视为顺时针方向旋转；

进水蝶阀：PDF144—WY—230型卧轴双平板蝴蝶阀。

2.2 水轮机在整个运行范围内的最高效率：94.68%；模型与原型间的效率换算公式，按2/3Moody效率修正公式计算。

2.3 所有工况下水轮机最大轴向水推力：1350KN。

2.4 额定水头133.41m发额定功率时的比转速167.75 m.kw。

2.5水轮机安装高程（导叶中心线高程）为718m，相应吸出高度Hs=-8m（从导叶中心算起）。

3 水轮机结构特点：

水轮机结构的基本要求：a、主要部件结构型式应成熟紧凑，坚固耐用，便于装检修，其部件应有互换性。b、应能适应电站运行特点，保证能长期、安全、可靠、稳定、高效地运行。

水轮机由埋入部分、导水机构、转动部分、控制部分、主轴密封、分块瓦轴承等组成（水轮机结构示意图见图1）。其主要结构特点分述于下：

3.1预埋部分：由尾水锥管、肘管、Ø300液压盘型排水阀及尾水管进人门等零部件组成。

尾水锥管：尾水管为弯肘型，用于回收从转轮泄出的水流的剩余能量，并引导水流平稳排入下游。由于进口锥管段流速高，水流压力脉动较大，管壁用16mm厚的钢板作衬。锥管上设600×700尾水管进人门，供检修人员进出使用。

进人门下部有一个旋塞阀，打开旋塞阀，没有水流出方可开启进人门。锥管内还设有尾水管检修平台，供机组检修时使用。尾水锥管上设有压力脉动测量搭子，用于测量锥管压力脉动。肘管采用厚度为12mm钢板焊结构，并采取防止变形措施。

3.2座环：分上、下环，均采用钢板焊接结构。座环共设有20只固定导叶。有足够的断面积，足够的强度和刚度，同时固定导叶型线是根据模型型线相似换算而得，具有良好的水力性能。座环作为水轮机基础件，它几乎承担全部水轮机重量和轴向水推力，以及蜗壳上方混凝土的重量。座环的上环设有排水孔及不锈钢滤网，以使顶盖积水由此通过蜗壳鼻端的封闭腔的DN200排水管自流排往集水井。座环采用8个M36的地脚螺栓固定在4个水泥支墩上，座环的水平靠斜楔和千斤顶调整，机坑里衬焊在座环上部平面。

3.3蜗壳：采用333°包角的金属蜗壳，其作用是使水流尽量以最小的损失按一定的环量经固定导叶进入导水机构和转轮。蜗壳前端设有延伸管与进水蝶阀下游连接管在工地焊接，焊缝按ASME标准作UT和MT探伤。蜗壳材料采用Q345R钢板，以数控下料，滚压成型，部分壳节在工地组焊而成。蜗壳把水均匀地从周围引入导水机构，并能耐受最大内部升压。在蜗壳进口延伸段上设有四个不锈钢测头，用来测量水轮机净水头。在蜗壳第四壳节上设有4个不锈钢测压头，用来测量水轮机流量（蜗壳差压法）。

该电站提供了一套蜗壳试水压工具，在电站按图纸技术要求进行水压试验，试验压力为2.3MPa。蜗壳保压1.06MPa水压，至混凝土保养期结束后撤压。蜗壳上部无需设弹性层。

3.4导叶及顶盖取水：

本机采用20只导叶，材料为ZG06Cr13Ni4Mo。导叶上、中、下轴套均采用铜基复合自润滑材料，轴套在干、水、油脂介质中均具有良好的润滑性能。导叶的中、下轴颈处设有密封圈，用以止水和防止泥砂磨损轴和轴套，导叶为易汽蚀磨损件，检修时如发现损坏严重应及时修补或更换。

顶盖取水是利用水轮机上冠的压力水作为机组冷却供水水源，以充分利用水轮机的漏水量。利用顶盖取水具有以下优点：水源可靠，只要机组一起动就有水供冷却；供水系统简单，节约电站用电；能自动供水和调节水量；水质较蜗壳取水好，水中泥沙颗粒一般小于1mm。上催树里3A电站顶盖上设有4根φ80取水管，利用顶盖取水作为机组冷却系统的备用水源。取水口位置靠近转轮上冠迷宫环，使引出的水受转轮旋转的离心力作用，产生较高的压力。在机组投运后发现，顶盖取水水量和水压不能完全满足机组技术供水的需要。经分析，这与以下几方面的因素有关：

1）整个机组所需冷却水量较大。

2）转轮、顶盖处梳齿单边间隙制造厂家要求为0.8～1.0mm。实际安装间隙见下表。梳齿间隙比设计值偏小，其漏水量相应减少，不足以满足用水量要求。

3）根据国内已有100m水头段采用顶盖取水的中小型水轮机运行经验，由于机组结构尺寸的限制，顶盖取水压力偏低，需采取加压措施来保证用水量要求。

综上所述，解决顶盖取水水量和水压的问题，可以采用以下的方法：

1）转轮、顶盖处梳齿单边间隙应满足制造厂家的图纸规定的要求。

2）缩小转轮上冠底部泄水孔面积，直至全部封堵或不设减压孔。当顶盖压力较大时可通过泄水管降压，即在顶盖取水管上设一根可直接排至尾水管的泄水管，通过阀门控制来减小顶盖压力，避免因顶盖压力过高而引起推力轴承温度升高。

3.5 转轮：转轮直径为Φ1830mm，由上冠、下环和叶片组焊而成，均采用不锈钢材 料ZG06Cr13Ni4Mo铸造，转轮叶片、上冠和下环采用VOD精炼。转轮采用铸焊结构，具有足够的强度和刚度。转轮是水轮机最重要的过流部件，易被汽蚀和被泥砂磨损。被汽蚀和被泥砂磨损的转轮将导致水力效率下降和产生振动，严重时会产生剧烈振动和 影响机组正常运行，甚至产生严重后果。机组运行和检修时应特别注意转轮的汽蚀和磨损情况，及时修补，必要时应更换新的转轮。

3.6 主轴：由20SiMn锻制而成，一端法兰由12-M80×6双头螺栓与水轮机转轮联接，采用摩擦传递扭矩，另一端由12-M80×6螺栓与发电机联接，采用精配螺栓传递扭矩。主轴上法兰联接螺栓处设有防护罩作为安全装置，防止对空气和水流的扰动，减少风损和水摩擦损耗，并增加安全性。

以往的转轮与主轴间的联结方式为：a.键与螺栓联合联接方式：该结构小，键传递扭矩，螺栓连接，键槽配合部位必须配做；

b.靠联轴螺栓联接，并传递扭矩，这种结构主轴与转轮法兰螺孔的配合段必须同铰。因此，上述两种传统的联接方式对同一电站的转轮要做到互换是较麻烦的。

上催树里3A电站水轮机转轮与主轴间的传递扭矩是靠螺栓把紧力在法兰面间产生摩擦来实现的，两者的法兰联接部位没有配合加工，这对保证电站两台转轮间的互换具有重要意义。为确保摩擦传递扭矩的效果，联轴时用电加热器加热螺栓，千分表控制螺栓伸长值，确保联轴把紧质量。摩擦剂采用炭化硼乳胶，硝基乳胶清漆为溶剂载体，摩擦剂使用高压喷枪喷涂。

3.7主轴密封：它的作用是封阻转动部分与固定部分之间的间隙漏水。主轴密封工作的好坏直接影响机组的稳定运行。本机设计了机组正常运行的无接触密封和停机检修用的检修密封。主要由密封衬套、密封座、空气围带、压板、密封体等组成。密封体上浇有一层巴氏合金，加工有迷宫密封槽，并设有排水口，经过顶盖、座环从蜗壳鼻端处预留排水孔自流排往集水井。密封体用螺栓固定在密封座上，密封座用螺栓固定在顶盖上，密封衬套固定在主轴上并同主轴一起旋转。此类密封在机组运行时，不需要润滑水，检修维护方便。

3.8轴承：本机采用Φ520稀油润滑抛物面外循环筒式轴承。该轴承具有结构简单、油自循环系统可靠、无油雾飞溅、运行时温度低、转动平稳、承载能力强等优点，主要由轴承座、轴瓦、外置冷却器、信号监控装置等组成。轴承座用法兰固定在顶盖上，轴承内径Φ520mm，油盆固定在主轴上并随之转动。轴瓦用法兰固定在轴承座上，内嵌巴氏合金瓦，并加工成抛物线曲面。油的循环为自循环形式，无需泵和外部油箱，当转动油盆随主轴转动时，油盆内的毕托管把油吸入并通过外置冷却器导向上油箱，油从上油箱经轴承体流入转动油盆。安装时应将油箱清理干净。机组运行前往油箱内注油，注油时应注意油盆内的油不能低于最低油位，也不能超过最高油位。冷却器位于机坑内，安装时应进行水压试验，压力为0.6Mpa，冷却水必须清洁。机组正常运行时温度不超过65℃，冷却水压为0.2～0.4 MPa，轴承用油量为60L，油冷却器用水量为40L/min。

3.9主轴中心孔补气装置：为减少尾水管内的压力脉动，增加机组运行稳定，减轻空蚀破坏，设有轴中心孔补气装置。补气阀直径为100mm，补气起始压力可以通过调整弹簧的压缩量调节。补气为自然补气。机组在较低负荷下运行时向尾水管中心产生低压并形成涡带的区域补气，可减小压力脉动，降低机组汽蚀，从而使机组稳定运行，并提高运行效率，延长机组的寿命。

4、水轮机运行维护

4.1机组在带负荷运行前，须确认机组各部位工作是否正常，特别是转动部分是否有异常现象，各部件工作正常方可投入运行。

4.2 机组正常运行期间，要定期检查各运动部位，保证转动的准确性和灵活性。经常观察油轴承油位、瓦温，防止瓦温急骤升高和主轴摆度增大。正常运行时无异常声响和振动，紧固件不得松动。油、水、气管路应畅通无阻。排水系统应畅通无阻。

4.3 机组处于停机状态，要检查过流部件的汽蚀、磨损情况，采取相应的措施；检查上、下止漏环与转轮上冠、下环之间的间隙；检查转动部分紧固件有无松动现象；检查传动机构磨损情况，影响使用的应及时更换；检查轴承润滑油油质是否符合要求，油量是否适当；检查轴承间隙；检查各自动化元件工作是否正常。作好检查修记录，以备存档查考。

4.4 针对上崔树理3A电站洪水期间含沙量大的特点，且过机泥沙主要是石英沙。为避免水轮机过流部件出现快速磨损，建议电站机组尽量避开洪峰期间运行。

4.5 2020年9月15日，上催树里3A水电站在1#机开机过程中发出“1G剪断销剪断”信号，经检查为6#导叶剪断销剪断，6#导叶卡死，导叶无法转动。确认各导叶之间未发现异物后将1#机顶盖吊起检查，取出6#导水叶后发现：其下端面存在如“电焊机点焊状”的凸出点，底环表面存在与导叶凸出点相吻合的凹槽及局部摩擦拉伤情况。

经检查分析，引起1#机导水叶与底环卡死及拉伤主要有以下原因：

1）部分导叶端面调整螺钉松动，拐臂上锁导叶轴的螺栓没锁死，致使导叶位移，形成导叶与底环抵死，出现导叶与底环卡死及拉伤现象。

2）底环、导叶上划痕基本上集中在导叶大头下端，说明导叶三轴套不够同心，导叶受力发生倾倒现象，由此产生摩擦。

3）导叶套筒与顶盖配合存在问题。经测量多数导叶套筒的压板高出顶盖0.2～0.3mm，其中5#、6#导叶套筒的压板高出顶盖0.4mm；与厂家提供的端面间隙值：0.1～0.3mm比较，6#导叶的下端面间隙0.05mm不能满足厂家提供的技术要求，导叶下端面间隙过小，导叶与底环间产生局部摩擦，导叶上形成“电焊机点焊状”的凸点，底环上拉出凹槽，致使导叶卡死。

根据对1#机导水叶与底环卡死及拉伤的处理，笔者认为解决类似导叶端面间隙运行过程中的变化，可从以下4个方面着手：

1）加强导叶套筒压板安装和制造的公差精度要求。

2）考虑导叶倾斜程度的因素，由于在导叶的三个轴套间存在间隙，导叶安装后总间隙计算值与实际值之间存在差异，因此，导叶安装后存在倾斜。为减少倾斜对运行的影响，安装时必须严格检查导叶的三个轴套的同心度，并合理分配三个轴套的间隙。

3）导叶臂与抗磨板的间隙，活动导叶通过提升（抗重）螺栓固定在导水机构上，导水机构通过导叶臂在自润滑抗磨板上旋转，如果这里存在间隙而没有在提升导叶时消除，在动作时导叶就会下沉，使底部间隙变小。如果有高点存在，则容易出现工件的磨损现象。因此，在调整导叶端面间隙时，一定要检查导叶臂与抗磨板间的间隙，保证其接触面积。

4）提升（抗重）螺栓的防松，在机组设计时，应充分考虑提升（抗重）螺栓的锁锭装置，并在安装时涂螺纹锁固剂防止松动。

5 结语

上催树里3A水电站水轮发电机组由东方电气集团东风电机有限公司设计制造，机组于2015年3月开始埋件安装，2019年9月投入商业运行。投入商业运行的实践证明，机组运行平稳、振动小，噪音低，各部位温度不高，各项指标达到了合同的要求。在机组的结构设计中，采用了顶盖取水、纯摩擦传递扭矩等技术。通过该机组的运行，为东风电机今后类似的高水头电站的设计制造及运行维护积累了经验。